6月20日，吉林油田利用半年时间，系统评价川南深层页岩气与松南致密气全生命周期生产动态规律，深挖排水采气关键技术要点，以科研项目为依托，开展多方面的理论研究与现场试验，排水采气在川南新区与松南本土均取得了阶段性进展。
川南深层页岩气对比邻区中深层页岩气具有递减快、中后期产液高、排水难度大等特点。
油气工艺研究院项目组技术人员深入分析页岩气井产积液动态变化规律，形成了以全井筒持液率动态分析、流型跟踪、临界携液计算、基于井筒油套压剖面预测积液状态等为主要手段的气井产状精细评价方法，实现固定时段更新、重点时段加密分析的工作模式，明确重点气井积液状况和管柱携液排采效果，有效指导页岩气井合理化配产，以及泡排等措施合理介入时机确定。
同时，科研人员通过调研邻区兄弟气田页岩气井排采工艺实施效果，结合配置区内前期评价井实施泡排、柱塞等工艺试验取得阶段性认识，开展排水采气工艺技术经济适应性系统分析评价，完善并定型适应深层页岩气平台井与评价井单井两类工况的全生命周期排水采气技术路线，初步形成川南页岩气采气工艺规范化指导意见，为后续配置区生产井进入排水采气阶段，实现排采工艺科学合理有序接替打下基础。
松南本土以英台、德惠气田为代表的致密气老井经过多年开发生产，当前已普遍进入低压低产阶段，亟需经济适用的排采措施有效介入，促进气井长效稳产。
项目组技术人员以气井排水采气“四定”原则为指导，优化“一井一策”的排采工艺优选大表，并通过厂院结合开展技术攻关与现场试验，促进致密气全生命周期效益排采技术模式推广及应用，形成初期小直径速度管柱排采延长携液自喷期，中期稳产阶段泡排维护，后期低压低产阶段增压或气举的技术体系。
今年，吉林油田在松南老区初步建立致密气自动化泡排示范区，形成生产数据实时监测、动态分析加注效果、远程调控加注制度的自动化精细调控泡排工作模式，德惠地区开展速度管柱+泡排试验4口井，由措施前月递减2.3%至8.5%，转为连续泡排后月产气增幅1%至2.9%，措施稳产效果显著。英台深层低产气井间开+泡排试验3口、大修重新完井气井泡排试验2口，单井日增气1000至4000立方米，进一步实现了低产井效益挖潜。
下一步，吉林油田将持续推进页岩气、致密气等多类型气藏全生命周期效益排采模式的应用与拓展，持续攻关并完善适合不同生产阶段的排水采气工艺技术系列，形成实用、高效、低成本的技术体系，为川南天然气效益开发和松南已开发气田综合稳产提供坚实的技术保障。
